电力行业设备巡检与故障处理手册

电力行业设备巡检与故障处理手册一、巡检体系构建：夯实设备安全运行基础电力设备巡检是保障电网可靠性的“前哨站”，需建立标准化、精细化的管理体系，实现“预防为主、防治结合”。（一）制度规范与标准体系结合《电力设备预防性试验规程》《电网设备状态检修导则》，针对不同电压等级、设备类型制定差异化巡检标准：高压设备：重点关注绝缘性能、机械传动、油/气介质状态（如变压器油色谱分析周期、GIS设备SF₆气体湿度检测）；配电设备：侧重负荷监测、接头温升、防雷装置有效性（如环网柜红外测温周期、避雷器泄漏电流测试）。（二）巡检周期与层级划分根据设备重要性、运行环境（沿海、高海拔、重污染区等）设定“三级巡检”机制：日常巡检（班组级）：每日/每周对设备外观、运行参数（电压、电流、温度）、告警信号进行目视+仪器检测（红外测温、超声波局放）；专项巡检（车间级）：每月/季度针对特定设备（老旧变压器、重载线路等）开展“听诊式”检查（绕组变形测试、断路器机械特性试验）；特殊时期巡检（公司级）：台风、暴雪、迎峰度夏/冬期间，增加特巡频次，重点排查杆塔基础、设备覆冰、过载风险。（三）智能巡检工具配置依托“人工+智能”双轮驱动，配置专业化巡检装备：常规工具：红外热像仪（分辨率≥384×288）、超声波局放检测仪（检测距离≥5m）、绝缘电阻表（5000V级）；智能装备：无人机（搭载可见光+红外云台，覆盖500kV线路巡检）、机器人（变电站室内设备巡检，识别表计读数、开关状态）；信息化平台：通过“设备状态监测系统”实时采集数据，建立设备健康档案，自动生成巡检报告与预警信息。二、常见设备巡检要点：聚焦关键环节，识别潜在隐患不同电力设备的故障诱因存在差异，需针对性制定巡检策略，精准捕捉异常信号。（一）变压器巡检：油、温、声、形四维监测外观与油系统：检查油位计是否渗漏、油色是否浑浊（正常为淡黄色透明），呼吸器硅胶是否变色（受潮呈粉红色）；温度与负荷：对比油温（顶层油温≤85℃）、绕组温度（≤105℃）与负荷曲线，若温升速率异常（半小时内升高5℃），需排查冷却器、负荷突变；声音与振动：正常运行时为均匀“嗡嗡”声，若出现“噼啪”放电声（内部绝缘击穿）、“咕噜”气泡声（油中气体析出），结合油色谱分析（H₂、CH₄、C₂H₂含量）定位故障；套管与接头：红外测温检测套管末屏、母线接头温度（≤80℃），发现瓷套裂纹、伞裙积污需及时清理或更换。（二）高压断路器巡检：机械+电气双维度排查机械机构：检查分合闸指示器位置（与后台状态一致），弹簧储能装置（储能电机运行时间≤30s），连杆、轴销无卡涩变形；电气回路：测量触头接触电阻（≤100μΩ），操作回路绝缘电阻（≥1MΩ），SF₆断路器需监测气体压力（低于报警值时禁止操作）；绝缘部件：瓷瓶/复合套管无放电痕迹，均压环无松动，红外检测断口、出线座温度（≤70℃）。（三）输电线路巡检：防外力破坏与自然老化杆塔与基础：检查杆塔倾斜度（≤1.5%）、基础沉降（≤50mm/年），拉线张力均匀，接地引下线无锈蚀；导线与金具：观测导线弧垂（与设计值偏差≤5%），线夹、绝缘子串无过热（红外测温≤80℃），防振锤无移位；通道环境：树障距离（110kV线路≥3m）、异物（风筝、塑料布）清理，跨铁路/公路导线弧垂满足安全距离。（四）配电设备巡检：负荷与安全并重环网柜/箱变：柜门密封良好，内部无凝露，电缆终端头无放电（紫外成像检测），零序电流互感器无异常告警；柱上开关：分合闸状态与后台一致，操作机构箱无进水，触头温升（红外测温≤90℃），熔断器熔管无变形；防雷装置：避雷器泄漏电流（≤500μA）、动作计数器（年动作≤5次），接地电阻（≤10Ω）。三、故障诊断与处理流程：科学处置，快速恢复供电故障处理需遵循“安全第一、快速隔离、精准定位、最小停电”原则，建立标准化处置流程。（一）故障诊断思路：从现象到本质的逻辑推导1.症状收集：记录故障现象（跳闸、异响、报警代码）、关联参数（电压、电流、温度突变）、环境因素（雷雨、高温）；2.数据分析：对比历史数据（变压器油色谱曲线、断路器动作次数）、规程标准（绝缘电阻合格值），缩小故障范围；3.定位排查：采用“分段测试法”（电缆故障用脉冲反射仪定位）、“部件替换法”（保护装置故障更换插件），结合仪器检测（局放、红外、介损测试）锁定故障点。（二）典型故障处理策略1.短路故障（过流跳闸）应急处置：断开故障设备上下级开关，验电接地，隔离故障区域；排查方向：检查线路树障、异物短路，设备内部绕组/触头烧损（红外检测+解体检查）；修复要点：更换烧损部件（断路器触头、电缆中间接头），测试绝缘电阻（≥10MΩ），核相无误后恢复供电。2.绝缘故障（接地报警、局放超标）检测手段：兆欧表（5000V）测试绝缘电阻，超声波局放仪定位放电点，红外热像仪检测发热部位；处理措施：清理绝缘子积污（带电水冲洗）、更换受潮套管（变压器）、修复GIS设备气室漏气点（SF₆补气至额定压力）；验证标准：绝缘电阻恢复至规程值，局放值≤10pC（GIS设备），接地故障消失。3.机械故障（断路器拒动、机构卡涩）故障表现：分合闸指示灯异常，弹簧未储能，机构箱异响；处理步骤：检查操作电源（电压≥85%额定值）、机构连杆（润滑/紧固）、辅助开关触点（清洁/调整）；应急措施：若电动操作失效，采用手动分合闸（双人监护），恢复后检修机构。4.二次回路故障（保护误动/拒动、遥信异常）排查重点：端子排松动（紧固）、电缆绝缘破损（摇测绝缘）、装置插件接触不良（重新插拔）；测试方法：模拟量输入（施加电流测试保护动作值）、开入开出量测试（检查继电器触点）；恢复要求：保护传动试验合格（动作时间、逻辑正确），遥信/遥测数据与实际一致。四、应急管理与预防机制：从“被动抢修”到“主动防御”通过构建应急体系与预防策略，降低故障发生率，缩短故障恢复时间。（一）应急响应流程：分级处置，高效协同1.预警阶段：监测系统发布台风、覆冰预警时，提前部署抢修队伍（含发电车、抢修塔）、储备应急物资（电缆、绝缘子）；2.故障发生：调度中心3分钟内定位故障（通过SCADA、故障录波），启动“先复电、后抢修”机制（转供、发电车供电）；3.抢修实施：现场执行“三措一案”（组织、技术、安全措施+施工方案），使用标准化作业卡（电缆中间接头制作流程），确保抢修质量。（二）故障抢修团队建设：技能+实战双提升技能培训：开展“故障模拟演练”（断路器拒动、电缆接地故障），考核红外测温、局放检测、继电保护调试能力；实战复盘：每次故障后召开“分析会”，梳理“人、机、环、管”漏洞（巡检遗漏、备件不足），制定改进措施。（三）预防维护策略：从“定期修”到“状态修”状态监测：对重要设备（主变、GIS）安装在线监测装置（油色谱、局放、微水），实时评估健康状态；预测性维护：基于大数据分析设备趋势（变压器油中气体增长率），提前更换老化部件（断路器弹簧、电缆终端）；隐患治理：建立“隐患台账”，对重过载设备（负载率≥80%）、老旧线路（运行超30年）实施改造，降低故障风险。结语电力设备巡检与故障